Alternativas para reactivar el programa de aguas profundas de México

Las aspiraciones de México en aguas profundas dentro del área Perdido, en el golfo de México, aún podrían materializarse mediante nueva infraestructura midstream.

Desde Houston, el consultor en energía George Baker dijo a BNamericas que existen al menos tres opciones para desestancar la producción en Perdido.

“Para los titulares de licencias en esa área —BHP, Chevron, CNOOC, Shell y Pemex—, la mejor solución midstream sería una tubería de exportación que comunique con (…) el polo Great White, el cual está unas 70 millas [110km] de distancia en el lado estadounidense”, señaló Baker, quien es además editor del boletín Mexico Energy Intelligence (MEI).

Baker se refiere a Great White, el cual —junto con los campos Tobago y Silvertip en Perdido— se extiende hacia el lado norte de la frontera entre aguas estadounidenses y mexicanas.

“El dilema al que se enfrenta la compañía del ducto sería determinar el diámetro y la capacidad de caudal de la línea”, agregó. “Cuanto mayor sea el volumen, más grande será la tubería”.

Baker dijo que algo similar ocurre con lo que denomina “Plan B, que sería un ducto más extenso para llegar hasta una terminal en la costa de Tamaulipas”.

Comentó que una tercera opción implica una embarcación FPSO que podría trasladar la producción de petróleo al mercado sin un ducto. "He oído que se está considerando esta solución", indicó el experto, 

Después de un análisis sobre el área mexicana Perdido, Baker entregó recomendaciones en un informe especial de MEI, cuyos aspectos destacados están disponibles aquí.

Según S&P Global, la propiedad de los bloques en el área Perdido y la frontera entre aguas estadounidenses y mexicanas son las siguientes:

Bloques de aguas profundas en la cuenca mexicana Perdido 

Fuente: S&P Global Platts y CNH, trad: BNamericas

ANTECEDENTES

En cuanto al potencial de Perdido, el informe menciona un documento de 68 páginas sobre el desarrollo del área que compiló el regulador de hidrocarburos CNH en mayo de 2012 y que divide la zona en dos secciones.

Una es Cinturón Plegado Perdido, con recursos prospectivos por 8.860 millones de barriles equivalentes de petróleo (Mbep), y el Cinturón Subsalino, con un estimado de 8.440Mbep.

Si bien se aprobó el plan, en aquel momento quedó claro que Pemex no podría pasar a la siguiente etapa de desarrollo del campo, dado su conocimiento técnico limitado y una fuerza laboral sin experiencia en desarrollo en aguas profundas.

Las reformas energéticas de 2013 y 2014 buscaban resolver el problema invitando a actores privados a participar a través de regímenes de sociedades de capital, aunque nunca se aprobaron acuerdos de cesión de derechos completos.

RONDAS DE ENERGÍA

Entre 2015 y 2018, el gobierno ofreció 13 bloques en la cuenca Perdido a contratistas en una estructura de regalías por barril establecida en las reformas energéticas.

El país subastó el 51% del área bajo sociedades de capital con empresas privadas en las rondas 1.4 y 2.4, y el 23% restante quedó sin asignar en manos del Estado.

SITUACIÓN ACTUAL

Un 22% del área Perdido está asignado a Pemex y otro 40% pertenece a la petrolera estatal a través de un contrato de servicios con BHP Billiton en el bloque Trión.

A continuación se detalla la evolución de las licencias en Perdido:

Fuente: MEI

BHP aún tiene que avanzar a la etapa de producción del bloque. Sin embargo, la empresa informó que al 5 de agosto de 2021 estaban prometidos US$258 millones para completar la fase FEED, que es donde aún se encuentra el proyecto.

Según consta en la base de Perfiles de Proyectos de BNamericas, el presidente ejecutivo de Pemex, Octavio Romero, se reunió con la presidenta de BHP Petroleum, Geraldine Slattery, en febrero de 2022 para revisar el avance y alcance del proyecto en el que las empresas son socias y acordar lo que sigue para Trión.

Pemex no ha brindado detalles de las conversaciones, pero el presidente Andrés Manuel López Obrador ha manifestado en reiteradas ocasiones en el último año que le gustaría ver avances en el área de aguas profundas.

MÁS OBSTÁCULOS

En sus comentarios a BNamericas, Baker sugirió que otros factores también están frenando la producción en Perdido, principalmente vinculados a la propia Pemex, así como a la ideología política de AMLO.

Al asumir el cargo en diciembre de 2018, el presidente canceló de inmediato las rondas petroleras planificadas y detuvo las futuras rondas petroleras hasta por lo menos 2023.

No se ha mencionado la reactivación de las rondas y, dadas las críticas de AMLO a los contratos de producción compartida, parece improbable que esto ocurra antes de que finalice su mandato, en octubre de 2024.

“AMLO representa los contratos con petroleras privadas como licencias para robar lo que es, nuevamente, “propiedad” de los mexicanos”, dijo Baker a BNamericas. “La palabra correcta sería administración”.

Arraigado en la filosofía que hizo que México expropiara los activos de petroleras extranjeras en 1938, “la idea de que ‘los mexicanos son dueños del petróleo está tan profundamente enraizada en la psique pública que nada, al parecer, podría corregirla”, comentó el experto.

Agregó que, además, los errores cometidos por el Gobierno mexicano mientras realizaba las rondas petroleras motivaron una presión insuficiente para que BHP impulsara más la producción.

La Secretaría de Hacienda de México “se equivocó profundamente” en 2015 al proponer que las regalías de los contratos de producción compartida fueran una variable licitable para determinar cómo se adjudicaban los bloques.

Baker explicó que, por ejemplo, "los postores de la Ronda 1.1 hicieron ofertas escandalosas de hasta un 80%", en comparación con las regalías en rondas estadounidenses que a menudo se fijaron entre 12,5% y 18,75%.

Para remediar esto, Baker sugirió “un período de exención de regalías o de impuestos” para alentar a las empresas privadas a acelerar sus programas de desarrollo en aguas mexicanas.

El informe de MEI también se basa en un estudio a cargo del grupo de expertos estadounidense Heritage Foundation que analiza a Pemex como una de las 12 instituciones grandes que operan en todo el mundo. 

Según Baker, el estudio indica que el liderazgo de Pemex durante los últimos 30 años ha “carecido tanto de la flexibilidad comercial para contratar ejecutivos y gerentes de ciclo completo con experiencia en el mercado mundial para un producto de aguas profundas, así como, hasta 2016, de la flexibilidad legal para formar empresas conjuntas con petroleras integradas con experiencia en aguas profundas".

El informe de MEI establece que "la prohibición de contratación global es un artefacto institucional, no un mandato legal". Sin embargo, “en palabras de Heritage Foundation (…), la fuerza laboral de Pemex, de arriba a abajo, está 'reprimida'".

Las fuerzas laborales en las 12 instituciones se clasificaron en el estudio como “libres”, “mayormente libres”, “moderadamente libres”, “mayormente sin libertad” o “reprimidas”.

CONCLUSIÓN

En última instancia, para tener éxito en Perdido, el informe de MEI concluye que "la economía debe mejorar para justificar el caso comercial" a fin de llegar a una nueva solución midstream.

"Las empresas calificadas necesitan una evaluación favorable entre riesgo y recompensa de su situación”, señaló. “El Gobierno mexicano tendría que dejar de lado la teatralidad de la propiedad para incentivar el desarrollo".